Способ разработки нефтяного месторождения на поздней стадии Российский патент 2004 года по МПК E21B43/16 

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности, а именно к способам разработки многопластовых нефтяных месторождений на поздней стадии разработки.

Известен способ разработки многопластового нефтяного месторождения [1], включающий разбуривание нагнетательных и добывающих скважин, закачку вытесняющей жидкости в нагнетательные скважины и отбор продукции из объединенных в один эксплуатационный объект нескольких продуктивных пластов.

Недостатком способа, как правильно отмечают авторы источника информации [1], является то, что он не позволяет вовлечь в активную разработку запасы нефти всех пластов, поскольку при этом разрабатываются лишь высокопроницаемые пласты или их участки, выходящие на линии разрезания. Кроме того, вследствие неоднородности пластов невозможно освоить под закачку воды все пласты, вскрытые нагнетательными скважинами.

Эти недостатки устранены в способе разработки многопластового нефтяного месторождения [2], включающем разбуривание нагнетательных и добывающих скважин, совместную разработку нескольких пластов общим фильтром, при котором предусматривается закачка вытесняющей жидкости раздельно в каждый пласт через одну нагнетательную скважину и раздельный отбор нефти несколькими штанговыми насосами из каждого пласта через одну добывающую скважину.

Не умоляя достоинства известного способа, отметим, что он имеет и ряд недостатков. Заключается это в том, что он требует спуска двух параллельных колонн, при последовательном их спуске имеется опасность заклинивания и затяжки. А в 5" эксплуатационной колонне применение параллельных рядов труб невозможно, это приводит к усложнению наземного оборудования скважины из-за необходимости установки на устье 2-х комплектов устьевой арматуры на близком расстоянии, спускоподъемные операции ряда параллельных труб повышают травмоопасность.

Из-за отсутствия надежных пакерующих устройств, а также надежного наземного и подземного скважинного оборудования способ имеет ограниченное применение.

Известен также способ разработки многопластового нефтяного месторождения [2 и 3], включающий бурение нагнетательных и добывающих скважин, закачку вытесняющей жидкости в нагнетательную и отбор продукции пласта через добывающую скважину. При этом разбуривание многопластовых местрождений осуществляют единой сеткой, вскрытием всех пластов одной скважиной, а процесс разработки начинают с нижнего, наиболее проницаемого и высокопродуктивного пласта, а затем по мере обводнения последовательно переходят на эксплуатацию вышележащих горизонтов, отключая обводненные пласты путем установки цементного моста.

Этот способ по технической сущности более близок к предлагаемому и может быть принят в качестве прототипа.

Его недостатком является то, что продуктивные пласты при вскрытии бурением, а также при креплении скважины сильно загрязняются из-за попадания туда буровой жидкости и фильтрата, а также продуктов гидратации цементного раствора, при этом резко ухудшая коллекторские свойства, вызывая трудности и увеличение продолжительности вызова притока продукции при освоении. На поздней стадии разработки высокопродуктивные пласты являются наиболее выработанными. При вскрытии их перфорацией получают высокообводненную продукцию.

Кроме того, при продолжительной разработке нижнего высокообводненного пласта стенки эксплуатационной колонны почти по всей длине подвергаются физическому износу из-за агрессивности продукции и спускоподъемных операций при выполнении различных технологических и ремонтно-восстановительных работах.

Задачей настоящего изобретения является устранение вышеперечисленных недостатков прототипа.

Поставленная задача решается описываемым способом, включающим бурение нагнетательных и добывающих скважин, закачку вытесняющей жидкости в нагнетательную и отбор продукции пласта через добывающую скважину.

Новым является то, что после вскрытия бурением первого пласта верхнего пласта терригенного девона Ромашкинского месторождения Д₀ в разрезе кыновских глин, подверженных осыпанию и разбуханию, геофизическими исследованиями устанавливают его рентабельность, после чего пробуренную часть скважины крепят спуском эксплуатационной колонны. Затем бурением продолжают углубляться долотом меньшего диаметра до полного вскрытия следующего продуктивного пласта Д_1а (см. чертеж). Причем его вскрывают с использованием раствора на равновесии или депрессии с целью исключения ухудшения коллекторских свойств пласта, и если он рентабелен, то его разрабатывают открытым забоем до полной выработки. Далее по аналогичной схеме бурением вскрывают и разрабатывают последовательно остальные нижележащие пласты пачки Д_1б. После выработки этих пластов бурением вскрывают высокопроницаемые обводненные пласты Д_1в, Д_1г и Д_1д и скважину обсаживают хвостовиком, крепят, после чего их разрабатывают по отдельности.

Способ отличается также и тем, что если вскрытый продуктивный пласт склонен к осыпанию, то перед началом отбора нефти его перекрывают легкоразбуриваемым хвостовиком, например алюминиевым или стеклопластиковым.

В случае, если два близлежащих продуктивных пласта Д_1а и Д_1б однородны по проницаемости и сложены крепкими породами, то их разрабатывают совместно открытым забоем.

Способ отличается также и тем, что в процессе бурения ниже спущенной и зацементированной колонны осуществляют геофизический контроль газокаротажной партией и по результатам исследований определяют необходимость прекращения бурения или дальнейшего углубления.

Приведенный чертеж поясняет суть изобретения, где изображены нефтяное многопластовое месторождение и пробуренные скважины - 1 (№ 1, 2, 3). В разрезе кыновских глин 3 залегает пласт Д₀. Кыновские глины перекрыты карбонатными породами 2. Пласт Д₀ в верхней части насыщен нефтью 4, а в нижней обводнен закачиваемой водой 5. Пачка пластов Д_1б разделена на 3 пропластка Д_1д1 Д_2б2, Д_3б3. В свкажинах № 1, 2 вскрыты перфорацией 8 продуктивные пласты Д₀, Д_1а, Д_1б, Д_1в, Д_1г и Д_1д, которые эксплуатировались общим фильтром. Ввиду того, что коллекторские (пористость, проницаемость) свойства пластов Д_1в, Д_1г, Д_1д намного лучше, чем пластов Д_1а и Д_1б, поэтому эти высокопродуктивные пласты сильно выработаны и заводнены закачиваемой водой 5, а малопродуктивные пласты Д_1а и Д_1б остались не вовлеченными в разработку из-за низких коллектрских свойств и несовершенства вскрытия. Скважина № 3 пробурена по предлагаемому способу, где первый вскрытый продуктивный пласт Д₀ в разрезе кыновских глин обсажен эксплуатационной колонной 6 и зацементирован. Продуктивные пласты Д_1а и Д_1б как рентабельные и в силу однородности по проницаемости и сложенные твердыми породами приняты к эксплуатации открытым забоем одновременно.

Кыновские глины обладают способностью разбухать и осыпаться. Поэтому их необходимо вскрыть на качественном глинистом растворе, обсаживать эксплуатационной колонной и цементировать.

Способ осуществляют в следующей последовательности.

Нефтяное месторождение разбуривают проектной сеткой добывающих и нагнетательных скважин, затем осуществляют его обустройство. После вскрытия бурением первого сверху по разрезу продуктивного пласта Д₀ в разрезе кыновских глин геофизическим исследовании определяют рентабельность его разработки.

Независимо и от рентабельности пласта Д₀ разрез кыновских глин крепят из-за их неустойчивости. Далее бурение продолжают углублять долотом меньшего диаметра до вскрытия следующего продуктивного пласта Д_1а. С целью сохранения коллекторских свойств пласта вскрытие его буровым раствором осуществляют на равновесии или депрессии.

В процессе бурения ниже спущенной эксплуатационной колонны осуществляют геофизический контроль газокаротажной партией. По результатам газового каротажа и анализа шлама определяют необходимость прекращения бурения или дальнейшего углубления.

В случае рентабельности разработки отбор нефти осуществляют через открытый забой из-за его наилучшего гидродинамического совершенства. Если вскрытый пласт склонен к осыпанию, тогда его перекрывают спущенным хвостовиком из легкоразбуриваемого материала, например стеклопластикового или алюминиевого. После полной выработки этого пласта по аналогичной схеме бурением последовательно вскрывают и разрабатывают и остальные нижележащие пласты пачки Д_1б. После выработки этих пластов бурением вскрывают высокопроницаемые обводненные пласты Д_1в, A_1а, A_1д и скважину обсаживают хвостовиком, цементируют, после чего их разрабатывают по отдельности.

Источники информации

1. Р.Х. Муслимова, А.М. Шавалиева, Р.Б. Хисамова и др. Геология, разработка и эксплуатация Ромашкинского нефтяного месторождения, Москва, ВНИИОЭНГ, 1995, с.243-244, 2 том.

2. Одновременная раздельная эксплуатация многопластовых нефтяных месторождений, М.: Недра, 1974, с.83, авторы: Р.А. Максутов, Б.Е. Доброскок, Ю.В. Зайцев.

3. Патент РФ № 2113590, 6 Е 21 В 43/22.

Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности, а именно к способам разработки многопластовых нефтяных месторождений. Обеспечивает снижение загрязненности продуктивного пласта, его обводнения и износа эксплуатационной колонны. Сущность изобретения: способ предусматривает бурение нагнетательных и добывающих скважин, закачку вытесняющей жидкости в нагнетательную и отбор продукции пласта через добывающую скважину. В процессе бурения первый вскрытый продуктивный пласт в разрезе кыновских глин Ромашкинского месторождения, которые подвержены осыпанию и разбуханию, исследуют геофизическим методом на рентабельность. После этого пробуренную часть скважины крепят спуском эксплуатационной колонны. Затем бурение продолжают долотом меньшего диаметра и вскрывают следующий продуктивный пласт буровым раствором на равновесии или депрессии с целью сохранения коллекторских свойств пласта. В процессе бурения ниже спущенной эксплуатационной колонны с целью определения рентабельности пластов осуществляют геофизический контроль. По результатам газового каротажа и анализа шлама делают заключение о необходимости прекращения бурения или дальнейшего углубления. Если пласт рентабелен, то его разрабатывают открытым забоем до полной выработки. Далее по аналогичной схеме бурением вскрывают и разрабатывают последовательно остальные нижележащие пласты. Если стенки продуктивных пластов склонны к осыпанию, то их перекрывают хвостовиком из легкоразбуриваемого материала, например стеклопластикового или алюминиевого. В случае если два близлежащих продуктивных пласта однородны по проницаемости и сложены крепкими породами, то их разрабатывают совместно открытым забоем. 3 з.п. ф-лы, 1 ил.

1. Способ разработки нефтяного многопластового месторождения на поздней стадии разработки, включающий бурение нагнетательных и добывающих скважин, закачку вытесняющей жидкости в нагнетательную и отбор продукции пласта через добывающую скважину, отличающийся тем, что при разработке Ромашкинского месторождения после вскрытия бурением первого верхнего продуктивного пласта в разрезе кыновских глин, подверженных к осыпаниям и разбуханию, геофизическими исследованиями устанавливают его рентабельность разработки, после чего пробуренную часть скважины крепят, затем бурение продолжают долотом меньшего диаметра и вскрывают следующий продуктивный пласт с буровым раствором на равновесии или депрессии с целью сохранения коллекторских свойств пласта и, при его рентабельности, его разрабатывают открытым забоем до полной выработки, далее по аналогичной схеме бурением вскрывают и разрабатывают последовательно остальные нижележащие пласты, после выработки которых бурением вскрывают высокопроницаемые обводненные пласты, скважину обсаживают хвостовиком, крепят, после чего их по отдельности разрабатывают.2. Способ по п.1, отличающийся тем, что если вскрытый продуктивный пласт склонен к осыпанию, то его перекрывают легкоразбуриваемым хвостовиком, например, из стеклопластикового или алюминиевого материала.3. Способ по п.1, отличающийся тем, что если два близлежащих продуктивных пласта однородны по проницаемости и сложены крепкими породами, то их разрабатывают совместно открытым забоем.4. Способ по п.1, отличающийся тем, что необходимость прекращения бурения или дальнейшего углубления определяют геофизическими исследованиями, например газовым каротажом, и анализом шлама.